9月5日，四川省发展和改革委员会就《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》公开征求意见。

9月8日，江西省发展和改革委员会发布关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套细则意见的公告

同日，青海省发改委发布关于公开征求《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》意见建议的公告。

增量项目

机制电量规模

江西：机制电量年度总规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。

青海：首年竞价电量规模根据2025年6月1日起至2025年12月31日全容量投产的新能源项目上网电量规模与现有新能源非市场化比例确定。上网电量参照上年度同资源区风电、太阳能平均发电利用小时数，并扣除厂用电量计算得出。现有新能源非市场化比例，与2024年具有保障性质的新能源电量规模占2024年省内新能源上网电量规模的比例适当衔接。后续年份电量规模综合年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力和支持新能源发展需要等因素确定。

四川：增量新能源项目机制电量年度总规模综合当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。针对风电、光伏分别确定增量新能源项目机制电量，为确保政策平稳过渡，2025年、2026年全省增量新能源项目机制电量年度竞价总规模，按存量项目优先利用小时数和增量装机规模确定，各增量新能源项目年度机制电量通过竞价形成。单个新能源项目申报电量规模不高于其发电能力的80%，并结合可持续发展价格结算机制情况调整。

机制电价

江西：机制电价由竞争形成，具体按照边际机组报价确定，同一批次、同类型项目机制电价水平相同。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争，设置竞价下限和申报充足率下限，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本。

青海：现阶段按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时，不再分类组织，合并统一竞价。后期逐步合并为统一组织竞价，不再区分技术类型。竞价上限根据同类型电源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争设定竞价下限，具体参考同类型电源发电成本、支持新能源发展需要等因素确定。竞价上下限在每年竞价通知中发布。

四川：增量新能源项目机制电量和电价通过竞价形成，区分风电、光伏开展竞价，若参与竞价申报的同类型不同法人竞价项目不足3个，该类型新能源项目当年暂不组织竞价。建立新能源项目发电成本常态化调查制度，根据项目合理成本收益、绿色环境价值、电力市场供需形势、用户承受能力、技术发展等因素合理确定竞价上下限。考虑政策衔接，2025年、2026年增量新能源项目竞价上下限分别按0.4012元/千瓦时、0.2元/千瓦时确定。后续年度竞价上下限水平另行明确。

执行期限

江西：根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

青海：机制电价执行期限参照同类项目回收初始投资的平均期限等因素确定，具体期限在每年竞价通知中发布。

四川：增量新能源项目机制电量和电价自省发展改革委、省能源局公布竞价结果次月起执行，其中未投产项目自项目申报的投产时间次月起执行，执行期限12年。

存量项目

机制电量规模

江西：机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，已参与绿电交易的新能源不纳入机制电量范围，集中式新能源上限为80%，分布式新能源上限为100%。光伏扶贫项目机制电量上限为100%。

青海：扶贫、特许经营权、“金太阳”、分布式光伏、分散式风电、光热发电上网电量全额纳入机制电量范围。光伏应用“领跑者”项目按照年发电利用小时数1500小时纳入机制电量范围。2021年1月1日以后投产的平价光伏项目按装机容量等比例分配36亿千瓦时机制电量；平价风电项目按装机容量等比例分配5.1亿千瓦时机制电量。

四川：存量集中式新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）年度机制电量上限规模按照现行新能源项目优先电量规模（风电400小时，光伏300小时）确定，其中存量集中式扶贫新能源项目机制电量按实际上网电量确定。甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目（调度名：兴川）枯、平水期各月机制电量规模按照实际上网电量确定，丰水期不设机制电量。

机制电价

江西：机制电价统一按江西省煤电基准价0.4143元/千瓦时执行。

青海：扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、平价项目机制电价水平按照青海省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行；“金太阳”项目按照青海省脱硫燃煤机组标杆电价0.3127元/千瓦时执行；分布式光伏、光热项目按照现行价格政策执行。

四川：存量新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）机制电价按现行燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时执行。

执行期限

江西：执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。

青海：扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、“金太阳”、分布式光伏、分散式风电项目，按照政策开始执行时剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定。平价项目按照投产满12年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模移出。风电、光伏项目全生命周期合理利用小时数分别为36000小时（风电四类资源区）、32000小时（光伏一类资源区）、26000小时（光伏二类资源区）。其中国家确定的光伏“领跑者”基地项目全生命周期合理利用小时数在上述基础上增加10%，即35200小时（光伏一类资源区）。

四川：机制执行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小时数对应日期和投产满20年对应日期的较早者确定。